RU2735508C1 - Способ создания фильтрационной завесы при бурении высоконапорных пластов, насыщенных крепкими хлоридно-кальциевыми рассолами - Google Patents
Способ создания фильтрационной завесы при бурении высоконапорных пластов, насыщенных крепкими хлоридно-кальциевыми рассолами Download PDFInfo
- Publication number
- RU2735508C1 RU2735508C1 RU2020116305A RU2020116305A RU2735508C1 RU 2735508 C1 RU2735508 C1 RU 2735508C1 RU 2020116305 A RU2020116305 A RU 2020116305A RU 2020116305 A RU2020116305 A RU 2020116305A RU 2735508 C1 RU2735508 C1 RU 2735508C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- formation
- saturated
- drilling
- potassium carbonate
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 33
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 title claims abstract description 25
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 23
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 title claims abstract description 12
- 238000012216 screening Methods 0.000 title abstract 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 58
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Chemical compound [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 38
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 27
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 19
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 claims abstract description 13
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 13
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 11
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims abstract description 9
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims abstract description 7
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 7
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 55
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 21
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 13
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 claims description 7
- 229960002713 calcium chloride Drugs 0.000 claims description 6
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 claims description 6
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 claims description 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 6
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract description 10
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 7
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 abstract description 5
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 abstract description 5
- 238000002955 isolation Methods 0.000 abstract description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 abstract description 5
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 4
- 238000009388 chemical precipitation Methods 0.000 abstract description 3
- 239000003643 water by type Substances 0.000 abstract description 2
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 20
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 19
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 6
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 5
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 4
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 3
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 3
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 3
- PLRACCBDVIHHLZ-UHFFFAOYSA-N 1-methyl-4-phenyl-1,2,3,6-tetrahydropyridine Chemical compound C1N(C)CCC(C=2C=CC=CC=2)=C1 PLRACCBDVIHHLZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 101001135571 Mus musculus Tyrosine-protein phosphatase non-receptor type 2 Proteins 0.000 description 2
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 2
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 2
- 229910052595 hematite Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011019 hematite Substances 0.000 description 2
- LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N iron(3+);oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Fe+3].[Fe+3] LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N Bromine atom Chemical compound [Br] WKBOTKDWSSQWDR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N Lithium Chemical compound [Li] WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 230000002547 anomalous effect Effects 0.000 description 1
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 description 1
- GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N bromine Substances BrBr GDTBXPJZTBHREO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052794 bromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001649 bromium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 229910052949 galena Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011440 grout Substances 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- XCAUINMIESBTBL-UHFFFAOYSA-N lead(ii) sulfide Chemical compound [Pb]=S XCAUINMIESBTBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 150000002823 nitrates Chemical class 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 238000005289 physical deposition Methods 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 1
- 230000002269 spontaneous effect Effects 0.000 description 1
- UBXAKNTVXQMEAG-UHFFFAOYSA-L strontium sulfate Inorganic materials [Sr+2].[O-]S([O-])(=O)=O UBXAKNTVXQMEAG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 150000005846 sugar alcohols Polymers 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/08—Controlling or monitoring pressure or flow of drilling fluid, e.g. automatic filling of boreholes, automatic control of bottom pressure
- E21B21/085—Underbalanced techniques, i.e. where borehole fluid pressure is below formation pressure
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин и, в частности, к способу изоляции высоконапорных пластов, насыщенных крепкими хлоридно-кальциевыми рассолами, для продолжения безаварийного бурения на нижележащий коллектор нефти и газа. При осуществлении способа определяют приемистость высоконапорного пласта и осуществляют закачку буферной пачки с использованием карбоната калия перед магнезиально-фосфатным тампонажным раствором. После контакта карбоната калия с пластовыми водами, насыщенными солями хлорида кальция, происходит химическое осаждение карбоната калия в виде карбоната кальция (нерастворимый мел). Коэффициент растворимости K2CO3 (в г на 100 г воды) равен 111,0 при 20°С и 139,2 при 80°С, плотность - 2,428 г/см3, что существенно повышает эффективность фильтрационной завесы (за счет образования большего объема нерастворимого осадка). Далее производят закачку цемента в зону проявления на поглощение. По истечении некоторого времени, происходит химическое осаждение карбоната кальция. После чего производят опрессовку цементного моста, его разбурку и дальнейшее бурение скважины. Изоляцию высоконапорных пластов, насыщенных крепкими хлоридно-кальциевыми рассолами, осуществляют путем создания комплексного химического и физического барьера в призабойной зоне пласта. Повышается эффективность крепления скважин, обеспечивается возможность продолжения бурения на нижележащие коллекторы нефти и газа. 1 табл.
Description
Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности, к способу изоляции высоконапорных пластов, насыщенных крепкими хлоридно-кальциевыми рассолами для продолжения безаварийного бурения на нижележащий коллектор нефти и газа.
Особенностью геологического строения некоторых месторождений углеводородов является наличие рапопроявляющих пластов с аномально-высокими пластовыми давлениями (АВПД), которые затрудняют или исключают возможность качественного крепления скважины. Основные трудности при креплении скважин вызывает аномально-высокое пластовое давление (большой перепад давления на цементную крепь относительно нормального гидростатического давления) и агрессивная коррозионная среда (кислая среда, наличие агрессивных солей и т.д.).
Высоконапорные рапопроявляющие пласты особенно часто встречаются при строительстве глубоких скважин в районах Восточной Сибири, что демонстрируется данными таблицы 1, приводимой ниже.
Как видно из таблицы 1, основную массу солей составляет хлорид кальция (CaCl2).
Известен способ обеспечения безопасности буровых работ при вскрытии высоконапорных пластов, состоящий в использовании для профилактики фонтанного выброса специальных утяжеленных буровых растворов [Калинин А.Г., Левицкий А.З. Технология бурения разведочных скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые. -М.: Недра, 1988. - с. 98-99. Булатов А.И., Пеньков А.И., Проселков Ю.М. Справочник по промывке скважин. - М.: Недра, 1984. - 317 с.]. Для их приготовления необходимы дорогостоящие и дефицитные реагенты: бромиды и нитраты поливалентных металлов, биополисахариды, гидроксиэтилированные производные целлюлозы и многоатомных спиртов, барит, целестин, гематит, галенит и др.
Недостатками данного способа являются высокая стоимость бурового раствора, большие сложности в его приготовлении и поддержании необходимых технологических параметров в условиях поступления высокоминерализованного рассола из высоконапорного пласта, а также незастрахованность проводимых работ от спонтанных выбросов и разлива пластового флюида по земной поверхности в тех случаях, когда плотность бурового раствора не обеспечивает превышение гидростатического давления над пластовым. Завоз утяжелителей в количестве 400-600 т на скважину и хранение приготовленного тяжелого бурового раствора крайне затратны.
Известен способ вскрытия высоконапорных пластов, насыщенных крепкими рассолами (Патент РФ на изобретение №2365735). Он заключается во вскрытии высоконапорного пласта с одновременной утилизацией рассола в поглощающий пласт за предыдущей обсадной колонной. Тем самым достигается возможность первичного вскрытия и бурения по высоконапорному пласту с целью его последующего освоения и добычи рассола для переработки на поверхности земли с извлечением брома, лития, магния и других ценных элементов и соединений. Указанный способ разработан с целью скважинной добычи высоконапорных рассолов как самостоятельного гидроминерального сырья.
Данный способ имеет один существенный недостаток, а именно: не учитывает необходимость снижения интенсивности проявления рассолов и крепления обсадной колонной высоконапорного продуктивного пласта в условиях высокодебитного проявления крепких рассолов с высоким содержанием CaCl2. Без проведения данной операции невозможно продолжение дальнейшего бурения скважины на нижележащие углеводородные (УВ) горизонты с задачей вскрытия и испытания продуктивного нефтегазоносного пласта.
Известен способ предупреждения межколонных газонефтеводопроявлений в нефтяных и газовых скважинах (патент РФ на изобретение №2493354), включающий заполнение межтрубного пространства выше цементного раствора глинистым раствором. Согласно предлагаемому изобретению, применяют утяжеленный баритом глинистый нестабилизированный раствор, который прокачивают во время процесса цементирования перед цементным раствором для создания баритовой пробки, причем объем утяжеленного раствора - не менее объема межтрубного пространства над цементом.
Недостатком данного способа являются большие временные затраты на физическое осаждение утяжелителей (барита, гематита и т.д.), кроме того, при хранении утяжеленного раствора в емкостях может происходить частичное осаждение утяжелителя, что приведет к отклонению фактической концентрации утяжелителя от плановой.
Известен способ изоляции притоков рапы в скважине (авторское свидетельство СССР №1444505), включающий изоляцию притоков рапы за счет образования пробки в стволе скважины из седиментационного материала и кристаллизации солей при вызове притока из скважины, при котором скорость восходящего потока рапы будет меньше скорости осаждения частиц седиментационного материала.
Недостатком данного способа является невозможность дальнейшего углубления скважины, так как после разбуривания пробки в стволе приток рапы возобновится.
Наиболее близким способом по технической сущности является способ строительства скважины в осложненных условиях (Патент РФ на изобретение №2630519), выбранный в качестве прототипа, включающий бурение и крепление ствола скважины обсадной колонной до кровли высоконапорного пласта, вскрытие бурением высоконапорных пластов с использованием мер противофонтанного выброса. После вскрытия высоконапорных пластов производят подбуривание зумпфа 30 м, и осуществляют закачку в призабойную зону пласта буферной жидкости на основе охлажденного рассола. Используют охлажденный частично раскристаллизованный рассол из амбара, полученный ранее при бурении по высоконапорному пласту. Закачивают цементный раствор на основе магнезиально-фосфатного тампонажного раствора в заданном объеме. Его закачивают в зону проявления под давлением, обеспечивающим 5% запас над давлением высоконапорного пласта. После закачки скважину оставляют на этом противодавлении. При необходимости операцию повторяют. После снижения интенсивности проявления до значений 5-10 м3/час продолжают бурение на переливе с этим дебитом с одновременной закачкой получаемого объема притока рассола в заранее сформированную зону поглощения. При достижении забоем проектных отметок кровли продуктивного целевого пласта с нефтяным или газовым насыщением осуществляют спуск дополнительной обсадной колонны с прочностными характеристиками на смятие, превышающими пластовое давление в интервале проявления крепких рассолов. Производят цементирование упомянутой колонны тяжелым цементным раствором и магнезиально-фосфатным тампонажным раствором из расчета превышения гидростатического давления цементного раствора над давлением в проявляющем пласте. Опрессовку обсадной колонны производят не ранее, чем через 3 суток после цементирования. Далее продолжают бурение по целевому нефтяному или газовому пласту.
Недостатками данного способа являются трудности в охлаждении рассола в летнее время года и необходимость использования рапонакопителя для набора рассола в емкость. Также такого типа рассолы обладают высокой коррозионной активностью. Помимо прочего, процесс обвальной кристаллизации солей в призабойной зоне пласта с целью получения фильтрационной завесы и снижения перепада давления в системе «скважина-пласт» может быть не достигнут в полной мере в связи с тем, что химический состав рапы от скважины к скважине серьезно меняется и скорость прохождения реакции замедляется. В случае, если фильтрационная завеса не образуется в полной мере и перепад давления из АВПД-пласта в скважину не снижается, все аномальное давление перераспределится на цементую крепь, что существенно ухудшает качество крепления скважин. Существуют риски межпластовых и заколонных перетоков.
Задачей предлагаемого изобретения является разработка последовательности действий, обеспечивающих изоляцию высоконапорных пластов, насыщенных крепкими хлоридно-кальциевыми рассолами, необходимую для продолжения безаварийного бурения на нижележащий коллектор нефти и газа.
Сущность предлагаемого изобретения - изоляция высоконапорных пластов, насыщенных крепкими хлоридно-кальциевыми рассолами, путем создания комплексного химического и физического барьера в призабойной зоне пласта (ПЗП).
Технический результат - повышение эффективности крепления скважин и возможность продолжения бурения на нижележащие коллекторы нефти и газа.
Технический результат достигается предлагаемым способом создания фильтрационной завесы при бурении высоконапорных пластов, насыщенных крепкими хлоридно-кальциевыми рассолами, включающим определение приемистости высоконапорного рапогазонасыщенного пласта, закачку буферной жидкости и магнезиально-фосфатного тампонажного раствора в пласт на поглощение, при необходимости повторение операции для снижения интенсивности проявления до значений 5-10 м3/час, продолжение бурения до проектного забоя, спуск дополнительной обсадной колонны с прочностными характеристиками на смятие, превышающими пластовое давление в интервале проявления крепких рассолов, после чего цементирование производят тяжелым цементным раствором и магнезиально-фосфатным тампонажным раствором из расчета превышения гидростатического давления цементного раствора над давлением в проявляющем пласте, при этом опрессовку обсадной колонны производят не ранее чем через 3 суток после цементирования, далее продолжают бурение по целевому нефтяному или газовому пласту, при этом в качестве буферной жидкости используют насыщенный в технической воде при 20 градусах Цельсия раствор карбоната калия концентрацией 1050 кг/м3, причем перед закачкой буферной жидкости прокачивают нагретую до 60-70 градусов Цельсия техническую воду, при этом после окончания закачки с целью недопущения прихвата труб в призабойной зоне рапогазонасыщенного пласта бурильные трубы приподнимают через закрытый универсальный превентор на 50 м с сохранением избыточного устьевого давления, которое фиксировалось в конце закачки, потом промывают скважину в объеме одного цикла, со штуцированием затруба с тем, чтобы сохранить давлением положение пачки карбоната калия и пачки магнезиально-фосфатного тампонажного раствора, и далее закрывают устье и оставляют скважину на ожидание затвердевания цемента с противодавлением на устье, равным значению давления штуцирования.
При контакте карбоната калия концентрацией 1050 кг/м3, растворенного в технической воде, с пластовыми водами, насыщенными солями хлорида кальция, происходит химическое осаждение карбоната калия в виде нерастворимого осадка карбоната кальция, играющего роль фильтрационной завесы. Первоначальная прокачка технической воды, разогретой до 60-70 градусов Цельсия, позволяет увеличить скорость прохождения химической реакции выпадения осадка в пласте. В то же время она служит разделяющей средой между хлоридно-кальциевой рапой пласта и растворенным в технической воде карбонатом калия, что позволяет закачать в рапопроявляющий пласт полностью расчетные объемы буфера карбоната калия и цементного раствора. При отсутствии разделяющей среды возможно обвальное образование осадка в ПЗП до момента окончания закачки, что приведет к резкому повышению давления и преждевременной остановке работ.
Предлагаемый способ содержит решение, которое основывается на создании химического барьера в призабойной зоне через закачку буферной жидкости, содержащей карбонат калия, в проявляющий пласт на поглощение. Химическая реакция выглядит следующим образом:
В результате данной реакции образуется карбонат кальция, который формируют искусственную фильтрационную завесу, заполняющую трещинное пространство рапогазопроявляющего пласта. При этом на 100 грамм карбоната калия образуется 72 грамма осадка (химический барьер). После этого окончательная изоляция трещин производится установкой цементных мостов на основе магнезиально-фосфатного цемента на поглощение (физический барьер).
Карбонат калия очень хорошо растворим в воде. Коэффициент растворимости K2CO3 (в г на 100 г воды) равен 111,0 при 20°С и 139,2 при 80°С, плотность - 2,428 г/см3, что существенно повышает эффективность фильтрационной завесы (за счет образования большего объема нерастворимого осадка).
Концентрация карбоната калия ниже 1050 кг/м3 менее эффективна, а концентрация этого компонента выше 1050 кг/м3 - практически невозможна из-за предела растворимости K2CO3 в воде при 20°С (Я.А. Рязанов. Справочник по буровым растворам. - М.: Недра, 1979 - С. 196-197).
При необходимости проведения освоения рапогазонасыщенного пласта разрушение фильтрационной завесы (экрана) может быть достигнуто раствором соляной кислоты, так как завеса представляет собой осадок карбоната кальция.
ПРИМЕР
В качестве примера показаны типичные условия при вскрытии бурением высоконапорных пластов, насыщенных крепкими рассолами, на одном из нефтегазоконденсатных месторождений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (НГП).
Глубина спуска предыдущей обсадной колонны 245 мм - 2100 м.
Глубина высоконапорного рапогазонасыщенного пласта - 2150 м.
Давление в высоконапорном рапогазонасыщенном пласте - 52 МПа (градиент пластового давления 2,42 кг/см2 на 10 м).
Дебит высоконапорного рапогазонасыщенного пласта 4000 м3/сутки при депрессии в 10 МПа.
Плотность бурового раствора - 1900 кг/м3.
При бурении долотом 215,9 мм на плотности бурового раствора 2000 кг/см3 с регулируемым давлением на глубине 2150 м вскрыт высоконапорный продуктивный рапогазонасыщенный пласт с АВПД. Устьевое давление выросло до 9 МПа. При вымыве забойной пачки зафиксировано поступление природного рассола - рапы в ствол скважины (плотность 1400 кг/м3) с увеличением газопоказаний до 5-8%.
Для решения данной проблемы предложен способ, подразумевающий создание фильтрационной завесы по следующему алгоритму: вскрытие на полную мощность высоконапорного рапогазонасыщенного пласта с помощью компоновки бурильных труб с долотом, смены компоновки бурильных труб в скважине на «открытую воронку», тестирование проявляющего рапогазонасыщенного пласта на приемистость, определение значения устьевого давления начала поглощения, приемистости пласта-коллектора на нескольких режимах закачки. Затем осуществляют закачку горячей технической воды в объеме 5 м3 и следом закачивают буферную жидкость в объеме 10 м3 на основе технической воды с заранее растворенным в ней карбонатом калия концентрацией 1050 кг/м3. Далее по циркуляции (без остановки) за буферной жидкостью с карбонатом калия закачивают цементный раствор на основе магнезиально-фосфатного цемента в объеме 15-20 м3. Цементирование производят тяжелым цементным раствором плотностью 2470 кг/м3 и магнезиально-фосфатным тампонажным раствором (МФТР) плотностью 1900 кг/м3 из расчета превышения гидростатического давления цементного раствора над давлением в проявляющем пласте. После закачки цементного раствора и продавки его буровым раствором в пласт-коллектор на поглощение производят технический отстой с сохранением противодавления на пласт, которое было зафиксировано на устье в конце закачки (давление начала поглощения). Во время технического отстоя происходит химическая реакция буферной жидкости с пластовой водой, и образуется химический осадок, создающий непроницаемый экран в пласте-коллекторе вокруг ствола скважины, в ПЗП, и процесс схватывания МФТР.
С целью недопущения прихвата бурильных труб в призабойной зоне рапогазопроявляющего пласта бурильные трубы приподнимают через закрытый универсальный превентор на 50 м с сохранением избыточного устьевого давления, которое фиксировалось в конце закачки, потом промывают скважину в объеме одного цикла, со штуцированием затруба с тем, чтобы сохранить давлением положение пачки карбоната калия и пачки магнезиально-фосфатного тампонажного раствора, и далее закрывают устье и оставляют скважину на ожидание затвердевания цемента с противодавлением на устье, равным значению давлеция штуцирования. Используют бурильные трубы с заплечиком на замках 18 градусов для протаскивания через превентор универсальный (ПУГ).
Превышение давления над пластовым и крепление затрубного пространства обсадной колонны в условиях поддержания постоянного устьевого давления также может быть сформировано за счет цементировочного агрегата ЦА-320. Опрессовку обсадной колонны после цементирования производят не ранее чем через 3 суток после цементирования. Далее продолжают бурение по целевому нефтяному или газовому пласту.
Claims (1)
- Способ создания фильтрационной завесы при бурении высоконапорных пластов, насыщенных крепкими хлоридно-кальциевыми рассолами, включающий определение приемистости высоконапорного рапогазонасыщенного пласта, закачку буферной жидкости и магнезиально-фосфатного тампонажного раствора в пласт на поглощение, при необходимости повторение операции для снижения интенсивности проявления до значений 5-10 м3/час, продолжение бурения до проектного забоя, спуск дополнительной обсадной колонны с прочностными характеристиками на смятие, превышающими пластовое давление в интервале проявления крепких рассолов, после чего цементирование производят тяжелым цементным раствором и магнезиально-фосфатным тампонажным раствором из расчета превышения гидростатического давления цементного раствора над давлением в проявляющем пласте, при этом опрессовку обсадной колонны производят не ранее чем через 3 суток после цементирования, далее продолжают бурение по целевому нефтяному или газовому пласту, отличающийся тем, что в качестве буферной жидкости используют насыщенный в технической воде при 20 градусах Цельсия раствор карбоната калия концентрацией 1050 кг/м3, причем перед закачкой буферной жидкости прокачивают нагретую до 60-70 градусов Цельсия техническую воду, при этом после окончания закачки с целью недопущения прихвата труб в призабойной зоне рапогазонасыщенного пласта бурильные трубы приподнимают через закрытый универсальный превентор на 50 м с сохранением избыточного устьевого давления, которое фиксировалось в конце закачки, потом промывают скважину в объеме одного цикла, со штуцированием затруба с тем, чтобы сохранить давлением положение пачки карбоната калия и пачки магнезиально-фосфатного тампонажного раствора, и далее закрывают устье и оставляют скважину на ожидание затвердевания цемента с противодавлением на устье, равным значению давления штуцирования.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020116305A RU2735508C1 (ru) | 2020-04-29 | 2020-04-29 | Способ создания фильтрационной завесы при бурении высоконапорных пластов, насыщенных крепкими хлоридно-кальциевыми рассолами |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020116305A RU2735508C1 (ru) | 2020-04-29 | 2020-04-29 | Способ создания фильтрационной завесы при бурении высоконапорных пластов, насыщенных крепкими хлоридно-кальциевыми рассолами |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2735508C1 true RU2735508C1 (ru) | 2020-11-03 |
Family
ID=73398208
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020116305A RU2735508C1 (ru) | 2020-04-29 | 2020-04-29 | Способ создания фильтрационной завесы при бурении высоконапорных пластов, насыщенных крепкими хлоридно-кальциевыми рассолами |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2735508C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2797175C1 (ru) * | 2022-04-19 | 2023-05-31 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт земной коры Сибирского отделения Российской академии наук (ИЗК СО РАН) | Способ строительства скважины в осложненных условиях |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1221319A1 (ru) * | 1984-08-30 | 1986-03-30 | Sorokin Leonid A | Способ цементировани скважин с аномально высокими пластовыми давлени ми |
| SU1320384A1 (ru) * | 1986-02-25 | 1987-06-30 | Туркменский научно-исследовательский и проектный филиал Всесоюзного научно-исследовательского института природных газов | Способ сооружени скважин в сол но-ангидритовых отложени х,заключающих зону рапопро влений |
| RU2365735C2 (ru) * | 2007-03-12 | 2009-08-27 | Андрей Гелиевич Вахромеев | Способ вскрытия высоконапорных пластов, насыщенных крепкими рассолами |
| RU88052U1 (ru) * | 2008-11-19 | 2009-10-27 | Андрей Гелиевич Вахромеев | Конструкция глубокой скважины |
| RU2630519C1 (ru) * | 2016-04-04 | 2017-09-11 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт Земной коры Сибирского отделения Российской академии наук | Способ строительства скважины в осложненных условиях |
| RU2691229C1 (ru) * | 2018-07-23 | 2019-06-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром проектирование" | Способ изоляции пластов с проявлениями полиминеральных вод высокой степени минерализации |
| CN111075379A (zh) * | 2020-01-19 | 2020-04-28 | 西南石油大学 | 一种预防高压盐水层上部水敏性地层垮塌的安全钻井系统及方法 |
-
2020
- 2020-04-29 RU RU2020116305A patent/RU2735508C1/ru active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1221319A1 (ru) * | 1984-08-30 | 1986-03-30 | Sorokin Leonid A | Способ цементировани скважин с аномально высокими пластовыми давлени ми |
| SU1320384A1 (ru) * | 1986-02-25 | 1987-06-30 | Туркменский научно-исследовательский и проектный филиал Всесоюзного научно-исследовательского института природных газов | Способ сооружени скважин в сол но-ангидритовых отложени х,заключающих зону рапопро влений |
| RU2365735C2 (ru) * | 2007-03-12 | 2009-08-27 | Андрей Гелиевич Вахромеев | Способ вскрытия высоконапорных пластов, насыщенных крепкими рассолами |
| RU88052U1 (ru) * | 2008-11-19 | 2009-10-27 | Андрей Гелиевич Вахромеев | Конструкция глубокой скважины |
| RU2630519C1 (ru) * | 2016-04-04 | 2017-09-11 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт Земной коры Сибирского отделения Российской академии наук | Способ строительства скважины в осложненных условиях |
| RU2691229C1 (ru) * | 2018-07-23 | 2019-06-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром проектирование" | Способ изоляции пластов с проявлениями полиминеральных вод высокой степени минерализации |
| CN111075379A (zh) * | 2020-01-19 | 2020-04-28 | 西南石油大学 | 一种预防高压盐水层上部水敏性地层垮塌的安全钻井系统及方法 |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2797175C1 (ru) * | 2022-04-19 | 2023-05-31 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт земной коры Сибирского отделения Российской академии наук (ИЗК СО РАН) | Способ строительства скважины в осложненных условиях |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Krueger | An overview of formation damage and well productivity in oilfield operations | |
| US4410041A (en) | Process for gas-lifting liquid from a well by injecting liquid into the well | |
| RU2630519C1 (ru) | Способ строительства скважины в осложненных условиях | |
| US9938191B2 (en) | Establishing control of oil and gas producing wellbore through application of self-degrading particulates | |
| Suchy et al. | Hydraulic fracturing of oil and gas wells in Kansas | |
| WO2024076442A1 (en) | Method and systems for subsurface carbon capture | |
| RU2365735C2 (ru) | Способ вскрытия высоконапорных пластов, насыщенных крепкими рассолами | |
| RU2735508C1 (ru) | Способ создания фильтрационной завесы при бурении высоконапорных пластов, насыщенных крепкими хлоридно-кальциевыми рассолами | |
| RU2361067C1 (ru) | Способ скважинной добычи жидкого полезного ископаемого, склонного к температурному фазовому переходу | |
| RU88052U1 (ru) | Конструкция глубокой скважины | |
| Jordan et al. | The design and deployment of enhanced scale dissolver/squeeze treatment in subsea horizontal production wells, North Sea Basin | |
| RU2211319C1 (ru) | Способ разработки месторождений углеводородов | |
| Krueger | Advances in well completion and stimulation during JPT's first quarter century | |
| RU2797175C1 (ru) | Способ строительства скважины в осложненных условиях | |
| RU2735504C1 (ru) | Способ вскрытия высоконапорных пластов, насыщенных крепкими рассолами | |
| RU2732424C2 (ru) | Способ вскрытия пластов с аномально высокими пластовыми давлениями и предупреждения смятия обсадной колонны скважины в процессе ее эксплуатации | |
| RU2740884C1 (ru) | Способ одновременной добычи флюидов, склонных к температурному фазовому переходу | |
| RU2811501C1 (ru) | Способ бурения скважин при активном рапопроявлении | |
| Gray et al. | Varied applications of invert emulsion muds | |
| US20120273200A1 (en) | Methods for treating a wellbore | |
| CA3144998C (en) | Subterranean drilling and completion in geothermal wells | |
| RU2261981C1 (ru) | Способ ликвидации заколонных перетоков газа в нефтедобывающей скважине | |
| RU2515741C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах | |
| RU2738145C1 (ru) | Способ разработки мощной низкопроницаемой нефтяной залежи | |
| US11078401B2 (en) | Rare earth oxide as a weighting and bridging agent |